
книги из ГПНТБ / Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР
.pdfпленки гематита. Трещинки заполнены белым эпигенетическим кальцитом. Следовательно, ранее они были зияющими.
Б. К. Прошляков указывает, что в Прикаспийской впадине глины полностью преобразуются в аргиллиты и становятся достаточно хрупкими с глубины примерно 3300 м. В мезозойских отложениях Прикаспийской впадины трещинки в аргиллитах и песчано-алевроли- товых породах, заполненных карбонатами на глубинах свыше 3900— 4000 м, являются обычными. В образцах керна из Аралсорской сверхглубокой скважины они наблюдались до глубины 6661 м.
Нижняя граница зоны развития постдиагенетического измене ния пород, по Б. К. Прошлякову, соответствует температурной границе 200° С. Этим автором устанавливаются низкие коллектор ские свойства пластов нижнего триаса глубокого залегания и в то же время не отрицается возможность наличия пластов пород с благо приятными коллекторскими свойствами, если в них залежи ранее присутствовали, тем самым препятствуя уплотнению и эпигенети ческим изменениям пород при погружении.
До глубины 1200—1300 м чистые песчаники снижают свою пори стость главным образом за счет перегруппировки обломочных частиц, образования более плотной упаковки. Ниже этой глубины дости гается критическое давление на контактах обломочных зерен, про исходит их растворение, образуются конформные и инкорпорационные структуры, в силу чего пористость резко снижается примерно на 10% в интервале 1200—2000 м. В дальнейшем темп снижения пористости уменьшается. К глубине 3500 м вследствие заполнения поровых каналов продуктами эпигенеза снижаются фильтрацион ные свойства пород, привнос растворенных веществ сокращается. На глубине 4500 м пористость чистых песчаников и алевролитов, по мнению Б. К. Прошлякова, теоретически должна стать равной пористости аргиллитов.
Иначе изменяется пористость у песчаников и алевролитов с повы шенным содержанием цемента. Влияние процессов растворения и реге нерации кварца и изменение пористости песчаников оказалось незна чительным. Наличие глинистой подушки между обломочными зернами нивелирует давление на контактах между ними, и растворение кварца происходит в ограниченных масштабах.
Изучение распределения углекислоты в разрезе дало возможность предположить, что газы на глубине 1500—2500 м в значительной мере являются продуктами растворения карбонатов; понижению содержания кислых газов с глубины 2000—2300 м соответствует повышение карбонатности песчано-алевритовых пород.
Вторичные изменения глинистых минералов с глубиной погру жения осадков привели к переходу одних форм глинистых минералов в другие, к изменению их кристаллических решеток и свойств. На глубинах свыше 1500—2000 м постепенно возрастает роль гидро слюд, исчезает монтмориллонит, который в силу своих структурных свойств отличается высокой изолирующей способностью. К глубине 3500 м глинистые породы слагаются в основном хлорит-гидрослю-
діістыми образованиями, отличающимися более жесткой кристал лической решеткой по сравнению с эластичной монтмориллонитовой;
у пород возрастает свойство |
хрупкости при переходе в аргиллиты |
и фиксируется появление трещин. |
|
Поскольку микротрещины |
на больших глубинах залечены, т. е. |
не являются зияющими, Б. К. Прошляков считает, что на таких глубинах экранами могут служить не только глинистые, но и карбо натные и песчано-алевритовые породы. Однако нам представляется, что так как эти породы теряют пластические свойства в условиях боль
ших |
глубин, |
они |
не будут надежными экранами, в особенности |
для |
газовых |
залежей. |
|
Исследование |
пород мезозоя Прикаспийской впадины, прове |
денное Б. К. Прошляковым с целью характеристики коллекторских
свойств, показало, что к числу |
важнейших факторов, |
влияющих |
на проницаемость, относятся |
текстурно-структурные |
изменения |
пород (количественные соотношения между песчано-алевритовой частью и цементирующим материалом, размер частиц, степень уплотнения пород). Отражением степени уплотнения и эпигенети ческих изменений является глубина залегания.
Ряд корреляционных зависимостей, выявленных Б. К. Прошля ковым между составом, степенью уплотнения и эпигенетическими изменениями пород и их влиянием на проницаемость и пористость, позволил предложить оценочную шкалу пород по коллекторским свойствам (1969). Выделено девять групп терригенных пород. В зави симости от глубины их залегания, содержания цемента (преимуще ственно глинистого) приводятся диапазоны колебаний открытой пористости и общие данные о проницаемости.
Данная оценочная шкала, несмотря на схематичность, в опре деленной мере позволяет прогнозировать коллекторские свойства пород с глубиной их погружения применительно к рассмотренной территории и возрасту отложений. Метод оценки коллекторов может быть использован для однотипных отложений других районов с близкими тектоническими условиями.
ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ПРОВИНЦИЯ
Днепровско-Донецкая провинция связана с Днепровско-Донец кой внутриплатформенной впадиной (ДДВ), которая расположена между Воронежским сводом и Украинским кристаллическим мас сивом. Западная часть впадины выделяется под названием Припятского прогиба.
Днепровско-Донецкую впадину выполняют осадки палеозоя, мезозоя и третичных пород, залегающие на докембрийском фунда менте. В ДДВ выделяются северный и южный бортовые склоны, центральный грабен, северная и южная зоны окаймления, или зоны краевых ступенчатых сбросов. Для этих зон характерно разное погружение кристаллического фундамента. Центральный грабен
соответствует наиболее погруженной части впадины; в нем осадоч ная толща пород собрана в антиклинали.
Днепровско-Донецкая впадина слагается комплексом осадочных пород от девонских до четвертичных отложений включительно. Макси мальная мощность их в юго-восточной части предположительно достигает 9000 м и более. С глубиной происходит усложнение струк турных планов стратиграфических комплексов, что вызвано наложе нием тектонических движений друг на друга во времени.
Выклинивание толщ от осевой части бассейна осадконакопления к его периферии характерно для всех стратиграфических комплексов верхнего палеозоя и мезозоя.
Основными тектоническими формами верхнепалеозойского струк турного плана Днепровско-Донецкой впадины являются крупные брахиантиклииали с широким сводом и узкими крыльями. Они развиты повсеместно в приосевой зоне и в прибортовых частях впадины. Все известные в данное время нефтяные и газовые место рождения ДДВ располагаются в пределах зон ступенчатых сбросов и в центральном грабене.
За последние 15—20 лет на территории юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины были открыты и введены в промышлен ную разработку Радченковское, Качановское, Чернухинское, Сагай дак ское и другие газонефтяные месторождения, Шебелинское, Машевское, Сосновское, Кременовское, Мелиховское и другие газовые месторождения, Кибинцевское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское, Прилукское, Леляковское и другие нефтяные месторождения.
Залежи газа и нефти установлены в отложениях палеозоя и мезо зоя. Основные запасы полезных ископаемых приходятся на палео зойские отложения — девон 12%, карбон 66%, нижняя пермь 18%; в мезозое продуктивны триас (3%) и юра (1%).
Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представ ляют каменноугольные отложения. Залежи газа в карбоне встречены во всех его отделах: на нижний отдел примерно приходится 21%, средний 30% и верхний 15% от общих запасов. В Припятском про гибе открыт ряд нефтяных месторождений (Речицкое, Ельское
идр.) в межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях девона.
Кчислу наиболее крупных месторождений газа и нефти юго-восточ ной части ДДВ относятся Шебелинское, Качановское, Гнединцевское, Радченковское, Глинско-Розбышевское и некоторые другие. Эти месторождения представлены многопластовыми залежами, охва
тывающими комплекс отложений от карбона до триаса включительно. Залежи нефти и газа размещаются в Днепровско-Донецкой впадине во взаимосвязанных ловушках нефтегазосодержащего ком плекса таким образом, что залежи газа приурочены к гипсометри чески низко расположенным ловушкам, а залежи нефти к более
высоким.
Месторождения нефти и газа находятся в различных тектони ческих зонах региона. В пределах юго-западной прибортовой зоны они расположены на участках антиклинального перегиба юго
западного крыла и широкого свода наклоненных к северо-востоку крупных брахиантиклинальных складок (Михайловское и Зачепиловское месторождения). Для северо-восточной прибортовой зоны характерна обратная зависимость: основные месторождения нефти и газа связаны с обращенными во впадину участками свода брахи антиклинальных (сундучных) складок (Качановское месторождение). Наиболее распространены пластовые залежи нефти и газа (сводо вые и экранированные), встречающиеся во всех тектонических зонах впадины.
На втором месте по распространению (но не по значению) идут массивные залежи нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон залежи известны на Ромненском нефтяном место рождении, в настоящее время не разрабатываемом из-за малой продуктивно сти.
Наиболее древними отложениями в Днепровско-Донецкой впа дине, к которым приурочены нефтегазопроявления, являются поро ды девонской системы. Признаки нефти и газа, обнаруженные в этих осадках, связаны в основой с брекчиями кепрока соляных куполов
в |
прибортовых зонах впадины. |
Небольшие притоки газа и нефти |
в |
верхнедевонских отложениях |
отмечены на Зачепиловском место |
рождении. Промышленная нефть в девонских отложениях встре чена на ряде структур Припятского прогиба.
Промышленные притоки получены из турнейского, визейского, намюрского, башкирского, московского ярусов каменноугольной системы, а также из ее верхнего отдела — араукаритовой свиты. Наибольшее значение имеют продуктивные горизонты, приуроченные к верхневизейским и башкирским отложениям, а также и к караукаритовой свите верхнего карбона. В них встречены благоприятные породы-коллекторы.
Количество проницаемых песчаных разностей в башкирском ярусе средней части ДДВ составляет от 27—28 до 45—47%, в мос ковском ярусе от 27—29 до 50—60%. В юго-восточной части впа дины количество проницаемых разностей в верхнем карбоне состав ляет 40—70%.
В турнейских и нижневизейских отложениях на Зачепиловском месторождении обнаружены промышленные залежи газа. Верхневизейские песчаники в основном продуктивны в южной и северной краевой зонах Днепровского грабена. На Михайловском и Зачепи ловском месторождениях они содержат залежи и на Сагайдакском, Радченковском, Кибинцевском, Прилукском и Новотроицком место рождениях — залежи нефти.
К породам намюрского яруса приурочены нефтяные и газовые залежи на Зачепиловской, Радченковской, Глинско-Розбышевской, Качановской, Краснопоповской и других площадях.
К песчаникам башкирского яруса среднего карбона приурочены
залежи |
нефти на Качановской и |
Прилукской площадях и залежи |
газа на |
Зачепиловской площади. |
В отложениях московского яруса |
нефтяные залежи обнаружены на Качановской и Сагайдакской пло
щадях. На Рыбальской площади промышленные скопления нефти и газа обнаружены в отложениях башкирского и московского яру сов. Промышленная газонефтеносность среднего карбона выявлена также на Перещепинском, Кегичевском,Северо-Голубовскоми Красно поповском местороящениях. Промышленная нефтегазоносность верхнего карбона (араукаритовая свита) установлена на Качановском, Шебелинском и Гнединцевском месторождениях.
С пермскими, триасовыми и юрскими отложениями связан ряд нефтяных и газовых залежей. В нижнепермских отложениях известны промышленные скопления газа на Шебелинском, Спиваковском, Машевском, Павловском, Кегичевском месторождениях, нефтяные и газовые залежи на Качановском и нефтяные залежи на ГлинскоРозбышевском, Леляковском, Гнединцевском месторождениях.
В песчано-карбонатной |
толще триаса известны залежи |
газа |
и нефти на площадях ІПебелинской, Бельской, Руновщинской, |
Рад- |
|
ченковской, Сагайдакской, |
Солоховской, Качановской. В централь |
ной части Донецкого грабена (Солоховское, Вельское, Руновщинское месторождения) промышленно газоносными являются песчаники и рыхлые пески средней юры (байос).
Впалеозойских отложениях ДДВ выявлены следующие экра нирующие толщи: 1) алеврито-глинистая толща перми (пересажская свита); 2) хемогенная толща нижней перми; 3) глинистая толща верхов московского яруса; 4) известняково-глинистая толща верх него намюра — нижнего башкира; 5) нижняя солевая толща де вона (М. Е. Долуда, О. Ф. Рябых, С. В. Литвин и др., 1970).
Впестроцветном комплексе верхней перми и триаса ДДВ выде лены две практически непроницаемые нефтегазоупорные толщи. Первая из них, пересажская глинистая толща верхней перми, яв ляется нефтегазоупором для залежей, приуроченных к нижнеперм ским и верхнекаменноугольным отложениям (Гнединцевское, Леляковское, Глинско-Розбышевское месторождения и др.). Вторая толща — горизонт красноцветных глин нижнесеребрянской под
свиты (триас) — является экраном для залежей, связанных с коре невской толщей и песчано-карбонатным горизонтом (Радченковское, Вельское, Сагайдакское и Рыбальцевское месторождения).
Пересажская толща верхней перми имеет мощность 60—120 м и широко распространена на территории ДДВ.
Анализ материала, проведенный О. Д. Билыком (1967) по извест ным месторождениям ДДВ, показал, что минимальная мощность,
при которой пересажская |
толща отвечает требованиям |
нефтегазо |
упора, должна составлять |
60—70 м, наряду с этим должно быть |
|
не более 15—20% кластических пород. |
пелитовые |
|
Структуры глин преимущественно алевропелитовые, |
и редко псаммоалевропелитовые. Глины содержат различную при месь известкового материала. Пористость глин колеблется от 8 до 15%.
Нижнепермская хемогенная толща сложена разнообразными породами, из которых наилучшими экранирующими свойствами
обладает толща каменной соли. Глинистая толща верхов московского яруса (уплотненные глины и аргиллиты) служит экраном для угле водородных залежей Качановского, Северо-Голубковского и Краснопоповского месторождений.
Среднекаменноугольный этаж нефтегазоносности отделяется от нижнего региональной покрышкой. Экранирующая толща нижне башкирского подъяруса представлена карбонатно-глинистыми поро дами с небольшим количеством прослоев песчаников и алевролитов. По соотношению в этой толще карбонатных, глинистых и песчано алевритовых пород в ней различают до семи литологических типов пород-экранов (М. Е. Долуда и др., 1970). В распространении лито логических типов по площади отмечается следующая закономерность. Наиболее глинистый тип разреза распространен в приосевой части ДДВ, его оконтуривают глинисто-карбонатные типы, в которых преобладают известняки. Отложения со значительным содержанием песчаников и алевролитов в основном приурочены к прибортовым участкам впадины. В отложениях девона в пределах ДДВ просле
живаются две экранирующие галогенные |
толщи — верхнесолевая |
и региональная нижнесолевая. Мощность |
нижнесолевого экрана |
в среднем составляет 600—1200 м. К бортам впадины эта толща выклинивается. На северо-западе она залегает на глубинах 2400— 3200 м, в центральной части — на глубинах 4200—5400 м, в юговосточной, по данным сейсморазведки, толща обнаружена на глу бинах более 7000 м.
В разрезе Шебелинского, одного из крупных газовых место рождений, расположенного в восточной части Украины, газонос ные пласты обнаружены в отложениях араукаритовой свиты верхнего карбона, картамышской свиты (медистые песчаники) и по кровской свиты (нижнеангидритовый горизонт) нижней перми.
Газонасыщенными отложениями Шебелинского месторождения являются араукаритовая свиты верхнего карбона, картамышская и покровская свиты нижней перми. Вся газонасыщенная толща пород составляет единую массивную залежь мощностью 1100 м с высокими пластовыми давлениями и единым газоводяным контактом. Абсолютно свободные дебиты газа, получаемые из скважин, колеблют ся от 100 до 1100 тыс. м3/сут и более. Пластовые давления в зависи мости от глубины вскрытия горизонтов изменяются в пределах 237—254 кгс/см2. Экранирующим горизонтом является каменная соль нижнепермского возраста.
Состав газа внутри залежи одинаков. Средний состав горючих газов имеет следующую характеристику: метана 93,22%, тяжелых углеводородов от этана до пентана включительно 5,28%, азота 1,40%
иуглекислоты 0,14%.
Вразрезе отложений выделяют терригенные и хемогенные толщи
пород. Терригенная толща включает картамышскую свиту (медистых песчаников) нижней перми и араукаритовую свиту карбона. Хемо генная толща включает покровскую свиту (нижний ангидритовый горизонт) нижней перми.
На Шебелинском поднятии различают несколько типов дизъ юнктивных нарушений. Здесь прослеживаются предмезозойские региональные взбросо-надвиги, диагонально секущие складку с юговостока на северо-запад. Сбросы имеют наибольшую амплитуду в своде складки и к периферии затухают. Структура тектоническими нарушениями разбита на ряд блоков. Скважины, расположенные вблизи тектонических нарушеітий, в большинстве дают высокие дебиты газа.
В разрезе продуктивных отложений И. А. Мухаринская и О.В. Зарицкая (1962) выделяют два типа трещин — макротрещины шириной более 100 мк и микротрещины с раскрытостью главным образом от 10 до 100 мк.
Макротрещины прослеживаются почти во всех разностях газо носных пород. Они имеют ширину от долей миллиметра до 3—5 мм. Преобладают трещины закрытые, выполненные каким-либо минераль ным веществом или породой. В породах, слагающих араукаритовую свиту, трещины выполнены в основном доломитом и кальцитом.
Вотложениях картамышской свиты трещины обычно заполнены ангидритом с примесью доломита и глинистым веществом с битумом.
Впородах хемогенной толщи преобладают трещины, выполненные ангидритом или каменной солью.
О.В. Зарицкая (1962) указывает, что состав минералов, выпол няющих трещину, идентичен составу аутигенных примесей в породах, характерных для различных частей разреза газонасыщенной толщи.
Открытые трещины зафиксированы в отложениях араукаритовой и картамышской свит. Трещинная пористость, подсчитанная по открытым трещинам, не превышает 0,02—1,79%, проницаемость от 0,1 до 112,7 миллидарси. При большой густоте трещин трещинная проницаемость резко возрастает до весьма больших величин.
Араукаритовая свита в разрезе Шебелинского газового место рождения представляет собой чередование песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин с подчиненными маломощными про слоями известняков. Она подразделяется на две части: нижнюю, песчаноалевритовую, мощностью около 300 м и верхнюю, алеврито глинистую, мощностью 210—220 м. Среди алеврито-глинистых пород верхней части свиты встречаются редкие прослои песча ников.
По данным М. Е. Долуда, С. В. Литвин и др., в нижней части свиты имеют развитие песчаники (35—40% от мощности) мелко- и среднезернистые, с прослоями крупнозернистых, аркозового состава со слюдисто-глинистым цементом. Отсортированность зерен, сла гающих песчаники, различная; встречаются песчаники с плохо и хорошо отсортированным обломочным материалом. Преобладают мелкозернистые разности (фракция 0,25—0,10 мм составляет от 30 до 52%, в среднем 35%). Песчаники часто содержат значительное количество частиц алевритовой размерности (0,10—0,01 мм от 13 до 42%) и пелитовые частицы (меньше 0,01 мм от 4 до 31%). Содер жание легко растворимых веществ в песчаниках (при растворении
в |
10%-ной |
HCl) |
составляет в среднем 9%. Плотность песчаников |
в |
среднем |
2,25 |
г/см3. |
|
Алевролиты |
нижней части араукаритовой свиты также поль |
зуются большим развитием (30—35% от мощности) и подразделяются на две группы: с преобладанием мелкоалевритовой фракции (0,05— 0,01 мм от 24 до 48%) и крупноалевритовой (0,10—0,05 мм от 29 до 61%). В алевролитах мелкозернистых содержится больше пелитовых частиц (22—48%) и меньше песчаных частиц (до 5%), чем в алевролитах крупнозернистых.
Содержание легко растворимых веществ в алевролитах состав ляет около 9% . В зависимости от состава алевролитов они отличаются по величине пористости. Так, алевролиты крупнозернистые характе ризуются общей пористостью в среднем 11,5% и алевролиты мелко зернистые пористостью 9,6% ; соответственно пористость открытая у алевролитов в первом случае равна 9,8%, во втором 6,9%. Плот ность алевролитов 2,46—2,47 г/см3.
Глины нижней части свиты имеют меньшее развитие, чем песчано алевритовые породы (20—25% от мощности). Они представлены аргиллитоподобными глинами и аргиллитами (плотность 2,57 г/см3), характеризуются гидрослюдистым составом. Глинистые породы зале гают в разрезе нижней части свиты в виде прослоев и пластов мощ ностью 10—15 м.
Вверхней части араукаритовой свиты широко развиты алевро литы и глины; песчаники занимают небольшое место (10—13% от мощности). Они представлены мелкозернистыми разностями с со держанием алевритовых и пелитовых частиц. Алевролиты глинистые (в среднем до 18% пелитовых частиц) содержат до 8% легко раство римых веществ и характеризуются высокой плотностью (2,52 г/см3), что повлияло на значение пористости, которая составляет 8%.
Вотложениях араукаритовой свиты выделяют семь газоносных горизонтов А0—Ав, прослеживающихся по всей площади и сложенных главным образом песчаниками. В нижней части араукаритовой свиты на своде структуры выделяется пять газоносных горизонтов (А2—А6) и в верхней части — два газоносных горизонта (А0 и А л). Песчаные пласты, залегающие в основании свиты, являются водо носными.
Газоносный горизонт А0 приурочен к маломощным линзовидным прослоям песчано-алевритовых пород верхней части свиты и плохо выдержан по площади.
Газоносный горизонт Aj представлен песчано-алевритовыми поро
дами, залегающими в виде пачки, хорошо прослеживающейся по площади месторождения. Песчаные породы мощностью 15—18 м, слагающие продуктивную пачку, залегают в виде крупных линз, иногда сменяющихся по простиранию песчано-алевритовыми поро дами.
Песчаники горизонта Aj представлены мелкозернистыми раз ностями с содержанием алевритовой фракции и глинистого цемента. Они характеризуются открытой пористостью 19%. Алевролиты
данного горизонта обладают пониженной открытой пористостью 12,7%.
Газоносный горизонт А2 сложен пачкой песчаников мелкозерни стых, чередующихся с алевролитами. Песчаники мелкозернистые, глинистые, мощностью до 15 м, залегают в виде крупных линз, неравномерно выдержанных по площади.
Газоносный горизонт А3 состоит из двух песчаных, хорошо выдержанных по площади пластов, мощностью 7—10 м каждый, разделенных алеврито-глинистыми породами. Песчаники главным образом мелкозернистые алевритистые глинистые.
Горизонт A4 представлен тремя песчаными хорошо выдержанными по площади пластами, общей мощностью до 40 м. Пласты песчаников разделены пачками алеврито-глинистых пород. В сводовой части поднятия песчаники мелкозернистые, глинистые, газоносные, на крыльях водоносные.
Горизонт Ав представлен аркозовыми песчаниками мелкозер нистыми, содержащими прослои крупнозернистых песчаников, алевролитов и глин. Горизонт Ав сложен хорошо прослеживающимися по площади песчано-алевритовыми породами. Газ обнаружен в сво довой части складки.
По данным М. Е. Долуда, С. В. Литвин и др., неравномерное распределение цементов и неоднородность их состава в значитель ной степени повлияли на коллекторские свойства песчано-алеври товых пород араукаритовой свиты. Наиболее высокие значения пористости отмечаются у песчаников с глинистым цементом норового типа, меньшие при смешанных цементах, еще меньшие при глинисто железистом цементе и небольшие (до 10—11%) при карбонатном цементе. Среднее содержание цемента в песчано-алевритовых поро дах свиты составляет 15—25%.
Общая пористость песчаников 14% , алевролитов 9,6% . Пористость открытая песчаников 13,1% и алевролитов 8,8%. Пористость эффек
тивная для песчано-алевритовых |
пород колеблется от 0,8 до |
|||
15,8% |
и в среднем |
составляет для |
песчаников 10,3% |
и алевроли |
тов 4,8%. |
араукаритовой |
свиты размер пор |
колеблется |
|
В |
песчаниках |
в пределах от величин меньше 2,5 до 100 мк и больше (А. А. Ханин, 1969).
Для пород с малой проницаемостью размер пор в песчаниках составляет до 10—15 мк и для пород с большей проницаемостью — до 80—100 мк и более. Однако доминирующие группы фильтрующих пор для различных групп песчаных коллекторов составляют 3, 6, 10 и 15—20 мк, их количество от 12 до 4% от объема порового пространства.
Проницаемость песчаников, по данным изучения керна, колеблет ся от долей 1 до 100 миллидарси, в среднем для коллекторов состав ляет 12 миллидарси. Проницаемость алевролитов, по данным изу чения керна, обычно меньше 1 миллидарси, лишь для некоторых крупнозернистых разностей достигает 26 миллидарси.
Изучение пород араукаритовой свиты показало, что в них раз виты трещины как открытые, так и закрытые, выполненные каль цитом, ангидритом, анкеритом и другими вторичными минералами. Трещины повышают проницаемость пластов и способствуют пере току газа и распределению его в породах араукаритовой свиты. Остаточная водонасыщенность песчано-алевритовых пород свиты, изученная И. А. Мухаринской (1963), колеблется от 18 до 57%.
Картамышская свита (медистые песчаники) Шебелинского газо вого месторождения представлена толщей часто чередующихся, преимущественно красноцветных глин, алевролитов и песчаников с маломощными прослоями карбонатных пород. Породы-коллекторы свиты изучались В. Д. Шулениной, О. В. Зарицкой, И. А. Мухарин ской и др. Расчленение этой толщи отложений на газоносные пачки М4—М5 по геофизическим данным носит сравнительно условный характер. В пачках Mj и М2, залегающих в верхней части свиты, преобладают алевролиты и глины, в подчиненном количестве раз виты песчаники, доломитовые мергели, доломиты и ангидриты. Песчаники, чередуясь с алевролитами, не образуют достаточно выдержанных прослоев. Они переходят по простиранию в алевритово глинистые породы.
Пачки М3 и М4 (средняя часть картамышской свиты) слагаются теми же породами, что и пачки М4 и М2. Песчаники составляют около трети разреза пачек М3 и М4 . Остальная часть разреза сло жена чередующимися прослоями алевролитов и глин.
Нижняя часть разреза (пачка М5) состоит из глин и алевролитов с подчиненным количеством песчаников. Песчаники бурые и краснобурые, изредка серые и зеленовато-серые, мелко- и тонкозернистые, горизонтально- и косослоистые.
По минералогическому составу песчаники олигомиктовые и полимиктовые. Основными породообразующими минералами являются кварц (65—95%), полевые шпаты (2—15%), слюды (3—20%) и облом ки пород (0—20%), главным образом кварцитов и кремней. Обло мочный материал песчаников представлен преимущественно угловато окатанными и реже окатанными зернами. Содержание фракции 0,25— 0,1 мм не превышает 53%, фракции 0,10—0,01 мм от 16 до 31% и фракции меньше 0,01 мм 21%. Средний размер зерен песчаников равен 0,111 мм.
Алевролиты наиболее развиты в разрезе свиты. Они обычно краснобурого цвета, реже зеленовато-серые, сильно глинистые (28—39%), в различной степени карбонатные. Минералогический состав алев ролитов в основном тот же, что и песчаников. Обломочные зерна, слагающие алевролиты, по степени окатанности угловатые, редко угловато-окатанные. В гранулометрическом составе алевролитов преобладает фракция 0,05—0,01 мм (до 50%). Средний размер зерен составляет 0,039 мм.
Изучение цементов песчаников и алевролитов картамышской свиты Шебелинского месторождения позволило О. В. Зарицкой